國內(nèi)市場規(guī)模高增，大儲占比提升是趨勢

　　儲能的應用場景可分為發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用戶側(cè)。其中，發(fā)電側(cè)儲能主要用于平抑新能 源波動，跟蹤發(fā)電計劃，緩解棄風棄光;接入位置為集中式新能源電站旁;下游客戶為 EPC 承包商與大型發(fā)電集團。輸配電側(cè)儲能主要用于保證電網(wǎng)安全可靠運行，調(diào)峰、調(diào)頻、黑 啟動、等電網(wǎng)輔助服務;接入位置為獨立建設或位于傳統(tǒng)電站旁;下游客戶為 EPC 承包商、 電網(wǎng)公司。用戶側(cè)儲能主要用于峰谷套利，需量管理，動態(tài)擴容，需求側(cè)響應;接入位置 為家庭或工廠;下游客戶為經(jīng)銷商、工商業(yè)用戶、居民用戶。

　　國內(nèi)新型儲能項目裝機規(guī)模高速增長，表前市場占據(jù)主體。根據(jù) CNESA，2022 年國內(nèi)新 增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達 6.9GW/15.3GWh，與 2021年同期相比，增長率均超過 180%。新增投運項目時長仍以 1-2 小時為主，4 小時以上的項目開始增多。根據(jù)儲能與電 力市場，在 2022 全年并網(wǎng)的儲能項目中，鋰離子電池仍然是絕對的主力，占比高達 93%。 從 2022 年已并網(wǎng)項目的應用領域來看，可再生能源儲能項目和獨立式儲能項目貢獻了絕大 多數(shù)增量，分別占比達 45%和 44%。

　　大儲主要應用場景在發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)，大儲占比提升是趨勢。大儲是指功率/規(guī)模較大的 儲能(我們定義為 50MW/100MWh 以上)，主要應用場景在發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)，少部分應 用在工商業(yè)儲能。我國表前市場占據(jù)主體，大儲規(guī)模效應、效率與管理優(yōu)勢明顯。同時， 2021 年 7 月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意 見》提到，對于配套建設或共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目，可在競爭性配置、 項目核準(備案)、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務補償考 核等方面給予適當傾斜。激勵機制下發(fā)電側(cè)收入有望受益提升，“新能源+儲能”項目需求 受到拉動。隨著風光儲一體化項目及集中式共享儲能迅猛發(fā)展，大儲需求有望被顯著拉動。

　　需求維度：新能源配儲提供基本盤，多因素驅(qū)動助高增

　　新能源配儲：各地提出配儲要求，提供儲能需求基本盤

　　保障性并網(wǎng)項目貢獻國內(nèi)儲能需求的基本盤。保障性并網(wǎng)項目是各省(區(qū)、市)完成年度 非水電最低消納責任權(quán)重所必需的新增并網(wǎng)項目，具體規(guī)模由各省根據(jù)各省情況測算，是 各省份完成非水電最低消納責任權(quán)重所必需的底線目標。保障性并網(wǎng)項目由電網(wǎng)公司實行 保障性并網(wǎng)，但是要求需要通過消納/技術(shù)/電價等指標，競爭上網(wǎng)額度。我們認為保障性并 網(wǎng)項目會貢獻國內(nèi)儲能需求的基本盤。多地陸續(xù)發(fā)布新能源配儲政策。據(jù)我們統(tǒng)計，截至目前已有 28 個省份(自治區(qū))發(fā)布了配 儲政策，保障性并網(wǎng)項目配儲要求由各地發(fā)改委/能源局決定，配儲比例普遍在 10%~20%， 配儲時長普遍在 2~4 小時，兩者均存在一定的提升趨勢。三北地區(qū)中的甘肅、新疆、內(nèi)蒙 古、河北、吉林整體配儲要求更高，大基地增加后儲能需求提升有望更加明顯。

　　多省分布式光伏也需配備儲能，帶動戶儲需求增長。截至 2023 年 2 月，已有 7 個省份發(fā) 布了分布式配儲政策，其中 5 個省份明確提出了配儲要求。山東省分布式配儲要求最高， 在 15%以上。2022 年 8 月，山東省印發(fā)《山東省風電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法(試 行)(征求意見稿)》要求，整縣分布式光伏項目根據(jù)各縣(市、區(qū))規(guī)劃要求積極配置儲 能設施，保障并網(wǎng)。浙江、寧夏要求配儲比例 10%，廣東、江蘇要求配儲比例 8%。分布 式光伏配儲帶動戶儲需求增長。

　　市場化項目：配儲要求更高，相較風光裝機更為敏感

　　電網(wǎng)每年參考自身調(diào)節(jié)能力，設置保障性并網(wǎng)項目規(guī)模，超出保障性并網(wǎng)規(guī)模的項目進入 市場化并網(wǎng)項目，需要自建更多的儲能項目。我們認為保障性并網(wǎng)項目將會貢獻國內(nèi)儲能 需求的基本盤;市場化并網(wǎng)項目配儲要求更高，后續(xù)儲能裝機增速預計將高于新能源增速。 市場化并網(wǎng)項目：超額建設規(guī)模需要配儲，上網(wǎng)電價按照指導價結(jié)算，配儲比例要求更高。

　　市場化并網(wǎng)項目針對保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，通過自建、合建共享或購 買服務等市場化方式落實并網(wǎng)條件后并網(wǎng)，與保障性并網(wǎng)只是在并網(wǎng)條件上有差異。據(jù)發(fā) 改委、能源局《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》， 為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照 功率 15%的掛鉤比例(時長 4 小時以上，下同)配建調(diào)峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進 行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。

　　市場化并網(wǎng)項目配儲要求更高，后續(xù)儲能裝機增速預計將高于新能源增速。經(jīng)過我們預測， 在所有電站均為平價電站，保障性并網(wǎng)項目配儲 10%，儲能時長 2 小時，市場化并網(wǎng)項目 配儲 15-20%，儲能時長 4 小時，全國保障性并網(wǎng)項目總規(guī)模 100GW 的假設下，風光并網(wǎng) 總規(guī)模超過 100GW 后，儲能規(guī)模隨著風光并網(wǎng)規(guī)模增長的速度將加快。具體到市場化并網(wǎng) 項目配儲 17.5%時，當風光并網(wǎng)規(guī)模低于 100GW，并網(wǎng)規(guī)模每增加 10GW 儲能規(guī)模將增 加 1GW，當風光規(guī)模高于 100GW，并網(wǎng)規(guī)模每增加 10GW 儲能規(guī)模將增加 1.75GW。

　　硅料降價：大基地建設節(jié)奏或超預期，儲能需求受益明顯

　　硅料價格進入下降通道，集中式大基地需求受益最明顯。截至 3 月 31 日，光伏級多晶硅價 格為 24.76 美元/千克，相比于 22 年 8 月的高點降幅達 35.4%。我們預計 23 年光伏裝機量 130GW，風電裝機量 70GW，從結(jié)構(gòu)上看，對組件價格更為敏感的集中式電站是增量主體。 若大基地建設節(jié)奏超預期，假設各比預期高 10GW，則按照大基地平均更高的配儲比例， 或可帶來 2.6GW/6GWh 左右的儲能裝機增量。

　　火電退役：老舊火電機組提升，后續(xù)儲能需求有支撐

　　火電占比下降，可再生能源發(fā)電占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提 出，2025 年，可再生能源年發(fā)電量達到 3.3 萬億千瓦時左右;“十四五”期間，可再生能 源發(fā)電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%，風電和太陽能發(fā)電量實現(xiàn)翻倍。據(jù) IEA 預測，在實現(xiàn)“雙碳”目標的預設下，到 2060 年，中國的太陽能和風能發(fā)電量相對于 2020 年將增加 7 倍，占總發(fā)電量比例從 25%提升至 2030 年的 40%和 2060 年的 80%，其 中，太陽能發(fā)電的占比由 2020 年的 4%提升至 45%。可再生能源發(fā)電比例的提升是政策推 進和度電成本(LCOE)下降綜合作用的結(jié)果，目前光伏發(fā)電和陸上風電已初步具備在 LCOE 上和燃煤電廠競爭的能力，火電占比將逐步下降，可再生能源發(fā)電占比有望大幅提升。

　　火電機組退役帶來更多的電化學儲能需求。從火電新增發(fā)電設備的歷史數(shù)據(jù)上看， 2005-2010 年時我國火電建設的高峰期，且 2006 年新增火電發(fā)電設備容量達 9244 萬 kW 的峰值。按照 20 年設計壽命計算，對應 2025-2030 年起，我國將進入火電機組退役的高峰 期。參考美國隨著天然氣發(fā)電廠逐步退役，從而實現(xiàn)可再生能源配合儲能系統(tǒng)替代原有天 然氣發(fā)電的案例，且考慮到后續(xù)國內(nèi)風光大基地的建成投運，預計 2025-2030 年國內(nèi)電化 學儲能的需求提升。(詳見我們于 2022 年 10 月 20 日發(fā)布的報告《儲能協(xié)助能量時移，護 航能源變革》)。

　　規(guī)模預測：預計23年裝機規(guī)模有望達到17.9GW/41.1GWh

　　我們預計 23 年新型儲能裝機規(guī)模有望達到 17.9GW/41.1GWh。據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，國 內(nèi) 2022 年單年新增規(guī)劃在建的新型儲能項目規(guī)模達 101.8GW/259.2GWh，并且大部分項 目都將在近 1-2 年內(nèi)完工并網(wǎng)，這些規(guī)模數(shù)字已顯著超國家發(fā)改委、國家能源局于 2021 年 7 月發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中設置的 2025 年實現(xiàn) 30GW 裝機的 目標。我們預計 23 年新型儲能新增規(guī)模有望達到 17.9GW/41.1GWh，增速達到 158.8%/168.4% ， 我 們預計23-25年新型儲能新增規(guī)模復合增速有望達到 93.0%(GW)/103.5%(GWh)。

　　結(jié)構(gòu)優(yōu)化：共享儲能助力降本，協(xié)助理順商業(yè)模式

　　共享儲能協(xié)助降本增效，規(guī)模效應明顯。根據(jù)各地風電建設要求，新能源電站可以通過租 用共享儲能方式，滿足配儲要求。共享儲能位于電網(wǎng)側(cè)，規(guī)模高于發(fā)電側(cè)小型儲能，PCS、 BMS、箱體及 EPC 建設均有規(guī)模效應，有助于實現(xiàn)成本優(yōu)化。此外，大型儲能電站多建在 110KV/220KV 并網(wǎng)點，相較于建在 35KV 并網(wǎng)點的發(fā)電側(cè)儲能更容易被調(diào)度系統(tǒng)調(diào)用，增 加調(diào)峰和調(diào)頻收入。 針對發(fā)電側(cè)改進模式，針對電網(wǎng)側(cè)提升收入來源。按照配儲要求，發(fā)電側(cè)通過租用儲能換 來風光核準/運營便利，需要付出對應租金成本。共享儲能相較于發(fā)電側(cè)自用模式，可以在 輔助服務市場獲得輔助服務收益，實現(xiàn)模式優(yōu)化;相較于傳統(tǒng)的電網(wǎng)側(cè)儲能，能夠獲得租 金收入，拓展收入來源。如我們測算新疆調(diào)峰用儲能項目 IRR 約 6.22%，若按照 20 年折舊 支付租金，則回報率可達 11.86%，顯著提升儲能項目 IRR。

　　輔助服務價格多在 0.28 元/千瓦時以上，收入租金規(guī)模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6% 以上的 IRR 要求。我們梳理了部分省份(地區(qū))的調(diào)峰補償價格，價格區(qū)間范圍較大。比 如，在 2022 年 6 月發(fā)布的《南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務管理實施細則》中，廣 東、廣西、云南、貴州、海南調(diào)峰補償價格分別為 0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952 元/kWh， 不同省份之間存在顯著差異，較多省份調(diào)峰補償價格具有較強吸引力。我們測算，當輔助 服務價格在 0.28 元/kWh 時，收入租金規(guī)模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6%以上的 IRR 要求。發(fā)電側(cè)租金承受力：公司資本成本在 4.5%以上時，能夠承受 13 年折舊租金。對于發(fā)電側(cè)， 租用份額可以減輕現(xiàn)金流壓力，我們用租金現(xiàn)值/初始投資成本計算，發(fā)現(xiàn)當公司資本成本 高于 4.5%時，能夠承受 13 年折舊租金。

　　通過我們上面的測算，當租金折舊年限為 13-15 年時，共享儲能針對儲能運營方及發(fā)電側(cè) 均為效率更優(yōu)的方案。

　　項目測算：山東理想情況下回報率可達 11.93%。2022 年 9 月，山東省能源局發(fā)布《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》 的通知，措施提出，依托現(xiàn)貨市場，推動新型儲能市場化發(fā)展。包括 4 項措施：一是支持 示范項目作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，獲得電能量收益;二是允許示范項目容量在全 省范圍內(nèi)租賃使用，獲得容量租賃收益;三是對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項目按 2 倍標準 給予容量補償，獲得容量補償收益;四是支持參與調(diào)頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得 輔助服務收益。

　　發(fā)電方租賃需求：電力交易中心承擔租賃撮合市場，多配備儲能電站有望優(yōu)先并網(wǎng) 具體來講，租賃規(guī)范方面，儲能項目在山東電力交易中心統(tǒng)一登記，組織發(fā)電企業(yè)與儲能 運營方合同期限不低于 2 年。權(quán)益傾斜方面，配儲電站并網(wǎng)時序傾斜已落地，電網(wǎng)企業(yè)將 按照儲能容量比例由高到低安排并網(wǎng)順序，配儲比例多的電站可以優(yōu)先并網(wǎng)。租賃費方面， 預計仍以倒算方式確定，當前山東項目針對容量租賃費大概 1000-1500 萬元/MWh。

　　共享儲能方：交易+容量租賃模式盈利 。政策給予儲能主體地位，電力現(xiàn)貨市場賺取價格差，規(guī)定充電電量不承擔輸配電價以及政 府性基金附加，電力市場價格波動以及交易影響共享儲能利潤，根據(jù)山東電網(wǎng)披露，當前 日內(nèi)價格波動差為 0.448 元/wh，仍可提供可觀的回報。規(guī)定對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項 目按 2 倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。當前參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量 補償費用為 0.0991 元/kwh，雙倍補償約 0.2 元/kwh。我們測算當極端情況下(儲能公司拿 到全部電價差)，回報率可達 11.93%。

　　敏感性分析：維持發(fā)電側(cè)租金按照 15 年折舊計算/電網(wǎng)側(cè)容量核定比例為 50%的情況下， 改變儲能建設成本和日內(nèi)電價差假設，我們看到當日內(nèi)電價差在 0.15 元以上時，儲能初始 投資成本在 2.2 元/kwh 以下時，可以保障 IRR 達到 6%以上。當儲能 EPC 成本下降到 1.8 元/Wh，0.10 元的日內(nèi)電價差也可以滿足投資方的運營要求。

　　供給維度：環(huán)節(jié)價值量變化，行業(yè)格局尚未定局

　　產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)企業(yè)縱橫延伸，溫控/消防環(huán)節(jié)價值量有望提升

　　儲能產(chǎn)業(yè)鏈包括上游原材料、中游儲能系統(tǒng)、下游終端用戶三個環(huán)節(jié)。儲能系統(tǒng)包括電芯、 PCS、溫控、消防、EMS(能量管理系統(tǒng))、BMS(電池管理系統(tǒng))等多個環(huán)節(jié)，再由系統(tǒng) 集成商進行集成，出售給下游終端客戶。產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)企業(yè)具有縱橫延伸趨勢，比如動力/消費 電池企業(yè)大力發(fā)展儲能電池業(yè)務，光伏逆變器企業(yè)開拓儲能 PCS 業(yè)務，溫控、消防企業(yè)追 隨儲能行業(yè)熱潮開拓產(chǎn)品應用領域;產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)部分電芯、PCS 公司縱向拓展業(yè)務至系統(tǒng)集 成與 EPC 環(huán)節(jié)。電池環(huán)節(jié)成本占比高，擁有較高話語權(quán)。根據(jù)儲能領跑者聯(lián)盟，2022 年儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成 中，電芯成本占比 59%，PCS 占比 16%，BMS 占比 9%，EMS、溫控、消防及其他占比 16%。儲能電池價值量占比高，其成本對儲能電站的成本起到?jīng)Q定性作用，我們預計儲能 電池廠商未來在產(chǎn)業(yè)鏈中仍將保持較高的話語權(quán)。

　　溫控與消防環(huán)節(jié)的價值量有望提升。隨著儲能行業(yè)從導入期到快速發(fā)展期邁進，我們認為 后續(xù)儲能安全的重要性有望逐步凸顯。2022 年 1～8 月，全國電化學儲能項目非計劃停機 329 次，電化學儲能的安全標準、管理規(guī)范亟待提升。從 2021 年底開始，從國家到地方出 臺了多項政策，著力儲能電站安全管理。涵蓋了安全風險隱患整治、儲能電站安全管理、 儲能電站并網(wǎng)運行管理等多個方面?！峨娀瘜W儲能電站安全規(guī)程》將于今年 7 月 1 日實施， 系儲能安全領域的首個指引性文件，文件規(guī)定了電化學儲能電站設備設施安全技術(shù)要求、 運行、維護、檢修、試驗等方面的安全要求，涉及儲能電池、BMS、PCS、監(jiān)控、消防等 各類設備的檢修規(guī)定。文件提出了“每個電池模塊可單獨配置探測器”、“鋰離子電池室/艙 自動滅火系統(tǒng)的最小保護單元宜為電池模塊，每個電池模塊可單獨配置滅火介質(zhì)噴頭或探 火管”，滅火由艙級、簇級精準到 PACK 級。我們認為目前國內(nèi)儲能電站溫控和消防投入有 望進一步提高，相關(guān)公司有望量利齊升。

　　電池：儲能電池增量足，大電芯&疊片或是趨勢

　　儲能電池增量足，新老廠商積極擴產(chǎn)。據(jù) 21 世紀經(jīng)濟報道不完全統(tǒng)計，2022 年以來國內(nèi) 動力與儲能電池擴產(chǎn)金額高達 3013.7 億元，擴產(chǎn)規(guī)模 840GWh。儲能電池擴產(chǎn)幅度大，眾 多動力/消費電池企業(yè)大力發(fā)展儲能電池業(yè)務，同時也不乏跨界企業(yè)，包括紡織業(yè)巨頭盛虹 集團、主營大氣污染控制領域環(huán)保產(chǎn)品的 ST 龍凈、食品企業(yè)黑芝麻等均跨界布局儲能電池 生產(chǎn)。

　　電池產(chǎn)能快速落地，大電芯&疊片或是新趨勢。大電芯逐漸成為國內(nèi)集中式和工商業(yè)儲能系 統(tǒng)的主流選擇，2022 年以來，華能等招標明確要求電芯單體容量不低于 280Ah。據(jù) GGII， 截至 2022H1，280Ah 在國內(nèi)工商業(yè)側(cè)滲透率已達 60%以上，截止 2022 年 9 月底，純 280Ah 獨立線(特指專線專供 280Ah 儲能電芯，除動儲共線企業(yè)外)產(chǎn)能合計約 34GWh，除上 述產(chǎn)能以外，到 2023H1 將新建 280Ah 專線的投產(chǎn)產(chǎn)能約 80GWh。此外，疊片工藝也成 為了大型儲能電站電芯的新趨勢，疊片工藝能讓大電芯更好發(fā)揮安全性、能量密度、工藝 控制上的優(yōu)勢。據(jù) GGII，2022H1 方形疊片電池在儲能市場已出貨 3GWh 以上，整體滲透 率約為 7%，廣泛應用到戶用儲能、國內(nèi)工商業(yè)儲能和源網(wǎng)側(cè)儲能項目中。

　　PCS：國產(chǎn)IGBT產(chǎn)能釋放，市場向頭部聚集

　　海外 IGBT 大廠預計短期供應仍處于緊缺狀態(tài)。IGBT 作為 PCS 的核心部件，22 年曾一度 成為制約 PCS 出貨供應的關(guān)鍵要素。據(jù)英飛凌 2022 年 11 月年報交流會，公司部分產(chǎn)品已 正常供應，但用于可再生能源的 IGBT 仍處于緊缺狀態(tài)，考慮到 IGBT 未來的下游需求，英 飛凌將繼續(xù)投資擴大 IGBT 生產(chǎn)。我們預計 2023 年儲能將面臨與新能源汽車爭奪 IGBT 產(chǎn) 能的局面，海外 IGBT 的供應情況短期內(nèi)或難以好轉(zhuǎn)。

　　國產(chǎn) IGBT 廠商積極擴建，市占率逐步提升。據(jù) Omdia 數(shù)據(jù)，國內(nèi)廠商時代電氣 2021 年 首次進入 IGBT 模塊排名前十。據(jù)時代電氣 22 年 8 月 26 日交流會，公司 2023 年 IGBT 訂 單已全部鎖定。國內(nèi)半導體廠商在全球市占率正逐步提升，海外 IGBT 緊缺對在國內(nèi)銷售的 儲能產(chǎn)品影響或?qū)p小。市場對 IGBT 需求火熱，據(jù)半導體產(chǎn)業(yè)縱橫，國內(nèi)半導體廠商華虹 半導體、中芯國際、積塔半導體、士蘭微、華潤微、比亞迪半導體、時代電氣等普遍擴建 意愿積極。

　　大儲是 B 端市場，廠商價格直面競爭，產(chǎn)品優(yōu)勢公司脫穎而出。儲能 PCS 在初期單價和毛 利率較高，隨著頭部廠商不斷擴產(chǎn)和新的廠商不斷進入，產(chǎn)業(yè)競爭加劇，價格和毛利率逐 漸走低。上能電氣 2018 年儲能 PCS 營收 0.15 億元，產(chǎn)品單價 0.37 元/W，2022 年儲能 PCS 營收 1.42 億元，較 2018 年增長近 9 倍，產(chǎn)品單價 0.19 元/W，降幅 50%，規(guī)模效應 盡顯。陽光電源光伏逆變器價格穩(wěn)中有降，由 2018 年 0.22 元/W 降至 2022 年 0.19 元/W。

　　溫控：成本下降疊加要求提升，液冷趨勢已現(xiàn)

　　液冷針對大儲優(yōu)勢凸顯，未來市場規(guī)模將快速提升。液冷在技術(shù)上具備優(yōu)勢，當前大容量、 高功率儲能系統(tǒng)的快速應用，對于儲能系統(tǒng)散熱效率要求更高。液冷技術(shù)相比于傳統(tǒng)風冷 散熱效率更高，同時噪音更小、能耗更低，具有顯著優(yōu)勢，單位價值量相比風冷也會有明 顯提升。隨著儲能電站大型化、集約化的不斷發(fā)展，儲能系統(tǒng)大容量、高密度的趨勢不斷 凸顯，未來液冷市場規(guī)模預計會快速增長。根據(jù) GGII，2021 年中國儲能溫控市場整體規(guī)模 為 24.7 億元，液冷溫控市場規(guī)模 3 億元。GGII 預計到 2025 年，中國儲能溫控市場總規(guī)模 將達到 164.6 億元，液冷儲能市場價值將達到 74.1 億元，占比約 45.1%，年復合增長率超 過 89%。

　　行業(yè)內(nèi)積極布局，液冷成本有望降低。行業(yè)內(nèi)目前已有包括英維克、奧特佳、高瀾股份、 同飛股份等多家公司布局儲能溫控市場并進行液冷產(chǎn)品相關(guān)業(yè)務開發(fā)，其中英維克和奧特 佳已有完善客戶體系和產(chǎn)品生產(chǎn)線，先發(fā)優(yōu)勢明顯，其余公司也積極布局多項液冷產(chǎn)品規(guī) 劃，搶占市場空間。風冷系統(tǒng)結(jié)構(gòu)相對簡單，價值量低于液冷。其中，壓縮機、風機價值 量最大，二者主要原材料為銅、鋼等大宗商品。未來，水冷主機將趨于標準化、規(guī)?；?產(chǎn)，大宗商品價格進入下行區(qū)間，液冷、風冷系統(tǒng)成本有望逐步降低且差距或?qū)⒅鸩娇s小。

　　消防：行業(yè)集中度低，渠道布局為關(guān)鍵

　　行業(yè)集中度低，渠道布局為關(guān)鍵。消防行業(yè)集中度低，截至 2019 年青鳥消防、威海廣泰和 天廣中茂三家企業(yè)市占率分別為 2.2%、0.95%和 0.39%，行業(yè) CR3 僅 3.54%，格局分散。 各傳統(tǒng)消防企業(yè)積極拓寬產(chǎn)品類別，開發(fā)儲能產(chǎn)品，行業(yè)內(nèi)比較重視渠道布局與產(chǎn)品解決 方案的提供。

　　集成&EPC：多方企業(yè)涌入，渠道是拿單關(guān)鍵

　　多方企業(yè)涌入，行業(yè)競爭加劇。集成商與 EPC 方通過采購設備、系統(tǒng)集成后打包出售給下 游客戶，是儲能電站各組件與下游客戶的連接人，也是儲能電站安全運行的負責人。當前 大量企業(yè)涌入儲能賽道，集成商與 EPC 方主要可分為三類：1)產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)電芯、PCS 等企 業(yè)縱向延伸，如寧德時代、比亞迪、陽光電源等，利用其品牌、成本與渠道優(yōu)勢迅速打開 市場，業(yè)務發(fā)展壯大;2)關(guān)聯(lián)賽道企業(yè)利用技術(shù)與渠道優(yōu)勢橫向切入儲能賽道，如阿特斯、 天合光能等;3)具備電網(wǎng)背景的地方資源型企業(yè)，如南網(wǎng)科技、許繼電氣、海博思創(chuàng)等， 這類企業(yè)對于電網(wǎng)具有深刻的理解，技術(shù)經(jīng)驗豐富，手握地方資源，訂單更有保障。

　　2022 年儲能系統(tǒng)(不含 EPC)中標結(jié)果中比亞迪遙遙領先，但行業(yè)整體集中度仍較低。儲 能與電力市場 2022 年共計追蹤到 70 家企業(yè)有中標記錄，其中比亞迪以超 1.6GWh 的總量 遙遙領先。累計中標規(guī)模超過 500MWh 的其他系統(tǒng)集成商還包括江蘇中天、南都電源、海 博思創(chuàng)和許繼電氣，行業(yè)整體集中度較低。

　　強者恒強，出清紅海。集成商與 EPC 方獲取項目主要取決于：1)與下游客戶的關(guān)系親密 及穩(wěn)定程度，集成商與 EPC 方的下游客戶較為穩(wěn)定，主要是五大四小發(fā)電集團以及國南兩 網(wǎng);2)項目經(jīng)驗，招標方往往會重點考察投標方的相關(guān)項目經(jīng)驗，其亦體現(xiàn)著投標方的技 術(shù)水平。長期來看，集成商與 EPC 方能夠突出重圍還需具備兩個關(guān)鍵要素：1)資金保障， 大儲建設對于資金的墊用要求較高;2)成本優(yōu)勢，大型電站產(chǎn)品趨于同質(zhì)化，產(chǎn)品價格競 爭日趨激烈化。規(guī)模效應與成本控制成為企業(yè)盈利的關(guān)鍵。我們認為，行業(yè)將會呈現(xiàn)強者 恒強，出清紅海的局面，具備項目經(jīng)驗與規(guī)模效應的企業(yè)優(yōu)勢將會進一步加強，企業(yè)的渠 道優(yōu)勢將會成為訂單保障的關(guān)鍵。

　　利潤維度：被上游擠壓利潤逐步修復，規(guī)模效應增強

　　上游原料價格回落，產(chǎn)業(yè)利潤有望修復

　　各環(huán)節(jié) 22H1 毛利率相比 21 年全年普遍走低，消防環(huán)節(jié)毛利率水平最高。21 年電芯環(huán)節(jié) 兩家企業(yè)儲能業(yè)務毛利率處于 28%-30%，22H1 受到上游鋰礦價格高漲且傳導滯后影響， 盈利空間被顯著壓縮，以寧德時代為例，22H1 毛利率下滑至 6.43%。消防環(huán)節(jié)毛利率最高， 且兩家公司 22H1 毛利率相比 21 年均有提升，我們認為主要系公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化致整體毛 利率水平抬升。儲能 PCS 及系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)內(nèi)各公司由于業(yè)務結(jié)構(gòu)及出貨市場的不同毛利率 水平差異較大，陽光電源/上能電氣 2021 年儲能業(yè)務毛利率水平分別為 14.11% /24.52%。 溫控環(huán)節(jié)毛利率普遍在 25%-30%之間。EPC 環(huán)節(jié) 21 年毛利率普遍在 20%-30%之間，22H1 毛利率水平出現(xiàn)明顯下滑。

　　國內(nèi)儲能加速放量，規(guī)模效應有望凸顯

　　國內(nèi)儲能行業(yè)放量后，企業(yè)的營業(yè)成本有望通過規(guī)模效應下降。國內(nèi)和海外儲能所在產(chǎn)業(yè) 階段不同，海外儲能已經(jīng)處于業(yè)績釋放期，銷售放量帶來顯著規(guī)模效應，期間費用率已經(jīng) 下降到較低位置。國內(nèi)市場仍處于從前期導入到快速發(fā)展期的過渡階段，潛在規(guī)模效應仍 有較大空間。以國內(nèi)外市場典型公司為例，21 年期間費用率差距 4.4pct，22 年前三季度有 系統(tǒng)集成業(yè)務放量，規(guī)模效應帶動下整體期間費用率已逐步接近。我們認為除了業(yè)務占比 不同外，原有逆變器/PCS 業(yè)務仍存在較高的規(guī)模效應空間，如上能電氣的研發(fā)費用率顯著 高于錦浪科技，20 年-3Q22 分別高出 3.1/3.3/1.5pct。

　　政策催化：發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜/電網(wǎng)側(cè)替代儲能設施

　　發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜：2021 年 7 月國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新 型儲能發(fā)展的指導意見》， “大力推進”發(fā)電側(cè)儲能，“積極推進”電網(wǎng)側(cè)儲能，“積極支 持”用戶側(cè)儲能，發(fā)電儲能核心地位不變。意見中針對新能源配儲項目，在項目核準備案、 并網(wǎng)以及運營中調(diào)度、保障利用小時數(shù)和輔助服務補償上均給與政策傾斜，激發(fā)發(fā)電側(cè)自 發(fā)性配置需求。目前發(fā)電側(cè)還是純粹的租金付出方，該項政策落地后能夠為發(fā)電側(cè)帶來收 入，發(fā)電側(cè)和共享儲能方均將受益，國內(nèi)商業(yè)模式有望理順。

　　電網(wǎng)側(cè)替代性儲能設施：國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)替代性儲能設施對于減少電網(wǎng)波動性具有重要作用， 未來建設費用有望納入輸配電價回收，支撐大型儲能需求。 電網(wǎng)替代性儲能是指建設在電網(wǎng)側(cè)適當位置的儲能電站，作為電網(wǎng)公司的一種輸配電固定 設施，進行削峰填谷轉(zhuǎn)移負荷，具有替代輸配電設備投資、提升線路的傳輸容量等多種功 能。替代儲能能夠在低谷時段充電、高峰時段放電，從而產(chǎn)生峰谷套利收益;同時能夠發(fā) 揮調(diào)頻、調(diào)峰、備用、黑啟動、調(diào)壓等輔助功能，對于減少電網(wǎng)波動性、維持電網(wǎng)安全可 靠運行具有重要作用。

　　板塊觀點：大儲潛在催化充分，業(yè)績估值均有向上支撐

　　板塊行情：儲能指數(shù)大幅提升，基本面/預期差共振向上

　　復盤：儲能指數(shù)走勢整體與新能車、光伏相似，21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數(shù)。 儲能電池/PCS 多由傳統(tǒng)動力電池/逆變器公司提供，整體走勢與光伏/新能源車類似。儲能 板塊逐步從“偽”需求向內(nèi)生需求轉(zhuǎn)變，21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數(shù)。 儲能指數(shù)大幅提升，背后原因是基本面與預期差共振向上?；久妫焊鶕?jù) CNESA，2022 年國內(nèi)新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達 6.9GW/15.3GWh，與 2021 年同期相比，增長率 均超過 180%。預期差：儲能板塊逐步從偽需求邁向真實需求，新能源配儲+成本分攤機制 逐步理順，正外部性逐步內(nèi)化，行業(yè)預期差帶動增長。

　　產(chǎn)業(yè)階段：平價前后撐起高估值，利潤有較大上漲彈性

　　國內(nèi)大儲正在向驗證放量期邁進，能夠撐起更高的估值。產(chǎn)業(yè)階段基本可劃分為萌芽期、 過熱期、驗證放量期、穩(wěn)健增長期、成熟期。目前從產(chǎn)業(yè)階段來看，國內(nèi)儲能市場處在從 前期導入到快速發(fā)展的階段，處于平價前后的時間點，我們認為估值水平有望提升。其背 后的邏輯在于，平價之后，行業(yè)的需求量會大幅提升，業(yè)內(nèi)公司的 ROE 也有提升的動力; 同時平價后需求的穩(wěn)定性也會有所提升。

　　頭部公司估值回調(diào)后逐步進入可買區(qū)間，大儲利潤上漲彈性較大。目前國內(nèi)大儲估值已經(jīng) 修復到合理區(qū)間，盈利預測的提升仍需等待公司出貨量預期提升和利潤率提升的信號。量 的增加主要來自于市場化并網(wǎng)項目、硅料降價以及火電機組退役，高招標量提供放量基礎， 后續(xù)可以重點跟蹤在手訂單情況。利潤率提升主要來自于上游原料價格下降帶來產(chǎn)業(yè)鏈各 環(huán)節(jié)利潤修復以及放量后帶來的規(guī)模效應。同時，潛在催化政策(電網(wǎng)替代性儲能/各地共 享儲能政策/發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜)充裕，我們認為國內(nèi)大儲利潤上漲彈性充足，后續(xù)估值 及業(yè)績均有提升空間。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。)

　　精選報告來源：【未來智庫】